Aneel aprova distrato de duas linhas da MEZ Energia no RS e mantém obrigação de terceiro empreendimento

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A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou o distrato contratual de duas linhas de transmissão da MEZ Energia no Rio Grande do Sul. A decisão reduz a Receita Anual Permitida (RAP) da concessionária em R$ 8,66 milhões, o equivalente a uma queda de 16,35% sobre a receita contratual de R$ 52,9 milhões. O voto é do diretor Gentil Nogueira.

As duas linhas foram arrematadas no primeiro leilão de transmissão de 2020 e tinham como data limite para entrada em operação comercial 31 de março de 2026. A medida consta do voto que analisou pedido da transmissora para recompor o equilíbrio econômico-financeiro do contrato ou, alternativamente, realizar o distrato parcial das obrigações assumidas no contrato de concessão nº 3/2021.

Contrato de concessão e projetos envolvidos

O contrato de concessão nº 3/2021 foi firmado após a empresa arrematar os lotes 4 e 5 do primeiro leilão de transmissão de 2020 e envolve oito projetos. A empresa pediu a avaliação para três projetos. Para dois empreendimentos, a agência aprovou o distrato amigável. Para um empreendimento, a agência verificou a necessidade de obrigação de implantação.

A deliberação prevê a formalização das alterações por meio de termo aditivo ao contrato de concessão nº 3/2021. Após a assinatura do aditivo, a Aneel deverá comunicar as mudanças ao Ministério de Minas e Energia.

Justificativa da empresa e impactos das enchentes

A solicitação da MEZ foi motivada pelos impactos das enchentes que atingiram o Rio Grande do Sul em maio de 2024. Segundo a empresa, as enchentes destruíram canteiros de obras, danificaram materiais armazenados e provocaram dificuldades logísticas, atrasos de fornecedores e aumento dos custos de implantação dos empreendimentos.

A proposta de alteração contratual prevê a exclusão da linha Porto Alegre 1 – Porto Alegre 9, circuito 1, subterrânea, em 230 kV, e da linha Capivari do Sul – Osório 3, circuito 1, em 230 kV.

De acordo com a análise da Aneel, as duas linhas poderão ter sua necessidade reavaliada no planejamento setorial, com possibilidade de implantação após 2030. A avaliação da autarquia considerou o conjunto de obras executadas na Região Metropolitana de Porto Alegre desde 2019 e a ausência de risco sistêmico associado ao adiamento desses empreendimentos.

A decisão estabelece que a MEZ 5 não terá direito a indenização pelos investimentos eventualmente realizados nas instalações excluídas, mesmo que haja comprovação de avanço das obras. Segundo a área técnica da Aneel, os ativos que não entraram em operação comercial não podem ser caracterizados como bens reversíveis para fins de indenização.

Custos e divergências técnicas

Para a linha de transmissão Capivari do Sul–Osório 3, a companhia informou que o orçamento da obra subiu de R$ 47,6 milhões, previstos no leilão, para R$ 77,4 milhões em fevereiro de 2025. Mesmo considerando a atualização monetária para a data-base de junho de 2017, o custo estimado chega a R$ 52,7 milhões, acima do Capex regulatório original.

A MEZ pediu à Aneel o reconhecimento de excludente de responsabilidade pelos atrasos e o reequilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. A empresa também propôs reavaliar a data de necessidade do empreendimento, com base em estudos que indicariam a possibilidade de ampliar o horizonte de implantação para revisar as prioridades da região após a calamidade.

Segundo a MEZ, durante as visitas técnicas e a elaboração do projeto executivo, a MEZ constatou que o módulo de conexão de 230 kV precisaria ser instalado em local diferente do originalmente planejado. A empresa afirma que a divergência também foi apontada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), em correspondência de julho de 2023. O ONS indicou que a empresa utilizava uma versão do projeto que não havia sido aprovada na análise do projeto básico da subestação. O custo estimado para a implementação da infraestrutura era de R$ 596,5 mil. Considerando o layout atual, o custo foi elevado para R$ 4,8 milhões.

Para implantação da linha de transmissão subterrânea Porto Alegre 1–Porto Alegre 9, em 230 kV, a empresa apontou a necessidade de novas aquisições e mudanças no projeto, com impactos nos custos e nos prazos, após os alagamentos no Rio Grande do Sul. Os alagamentos causaram perdas de equipamentos segurados, mas sem indenização pelas seguradoras. Segundo a companhia, os eventos climáticos também levantaram preocupações sobre a segurança de linhas subterrâneas em áreas urbanas sujeitas a inundações, devido ao risco de fugas dielétricas.

Linha Guaíba 3 – Polo Petroquímico permanece no contrato

Apesar da retirada de duas linhas do contrato, a Aneel mantém a obrigação de implantação da linha de transmissão Guaíba 3 – Polo Petroquímico, circuito 1, em 230 kV. A linha também foi alvo do pedido de distrato amigável pela MEZ.

A instalação foi considerada necessária para o atendimento ao sistema elétrico do Rio Grande do Sul pelo MME e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). O MME e a EPE foram consultados pela autarquia após questionamentos da urgência das três linhas. Em avaliação realizada após as enchentes de 2024, a EPE recomendou a manutenção do empreendimento no planejamento setorial. O órgão considerou a relevância da linha e a viabilidade de implantação sob a perspectiva socioambiental. O MME acolheu o posicionamento técnico e reafirmou a necessidade sistêmica imediata da instalação. O ministério também indicou que eventuais ajustes no posicionamento das estruturas poderiam ser realizados durante o desenvolvimento do projeto de engenharia, desde que preservadas a solução de planejamento, a função elétrica e a confiabilidade do sistema.

A Aneel ressaltou que cabe à transmissora definir e assumir a responsabilidade pelas soluções de engenharia, incluindo o traçado, as fundações, o posicionamento das estruturas, os acessos e os métodos construtivos, observadas as exigências regulatórias, contratuais, técnicas e ambientais.

Penalidades e próximos passos

Segundo o voto, o atraso na implantação da linha poderá continuar sujeito às penalidades previstas no contrato. A inexecução total ou parcial, assim como o atraso injustificado superior a 180 dias, poderá levar à instauração de processo para recomendação de caducidade da concessão.

A decisão foi reportada pelo MegaWhat.

Fonte: megawhat.uol.com.br